SIEMENS

Mangels Erfahrungswerten ist noch kaum bekannt, wie sich die Stromnetze von morgen mit ihrer hohen Anzahl an dezentralen Energieerzeugungsanlagen bei großen Einspeise- oder Lastsprüngen verhalten und wie sich auf den neuen Märkten die Preise bilden werden. Aber ein wichtiges Hilfsmittel könnte bald zur Verfügung stehen: Christian Glomb von Siemens Corporate Technology (CT) hat eine Software entwickelt, die ein Smart Grid simuliert und emuliert – und zwar sowohl das elektrische wie auch das Kommunikationsnetz. Das Projekt ist der Beitrag von Siemens zur nationalen Innovationsallianz „Software-Plattform Embedded Systems 2020“ (SPES), die vom deutschen Bundesministerium für Forschung und Technologie gefördert wird. Ziel von SPES ist die Entwicklung von Verfahren für den boomenden Markt der eingebetteten Software, also für Programme, die fest in Hardware eingebaut sind und Maschinen, Verkehrssysteme oder Energienetze steuern. Im Rahmen von SPES haben die CT-Forscher für den Ort Siegen in Nordrhein-Westfalen ein fiktives Smart Grid simuliert.

Die Smart-Grid-Simulation erweitert die klassische Energienetz-Simulation um eine realistische Abbildung der Kommunikation zwischen den Komponenten und um die Simulation der Regelung des Gesamtsystems. Es wer- den alle für das korrekte und stabile Funktionieren wichtigen Elemente und Vorgänge abgebildet. Da zum Beispiel das Kommunikationsnetz nicht immer störungsfrei funktioniert, ist es wichtig, dass die Kommunikation möglichst robust ist. So errechnet die Simulation aus den Angaben zum Leitungs- und Kommunikationsnetz, zu den Verbrauchern und den Erzeugungsanlagen, wie sich die Komponenten vermutlich verhalten werden: etwa wenn an einem sonnigen Sonntag viel Strom aus Solaranlagen produziert, aber wenig durch Industriemaschinen verbraucht wird. Die Software erkennt, wo Spannungsgrenzen überschritten werden und wo man mit einem regelbaren Trafo gegensteuern muss. „So wissen wir schon vor dem Betrieb, wie sich das System verhalten wird“, erklärt Glomb.

Obwohl es möglich wäre, geht die Simulation nicht hinunter bis zu Fernsehern oder Waschmaschinen, sondern nimmt gesammelte Lastprofile für die Anschlusspunkte zu den Haushalten oder Gewerbebetrieben an. Andernfalls würde die Komplexität der Regelung zu stark zunehmen. Ein Jahr hat Glomb für die Programmierung der Basissimulation benötigt, einige Wochen dauert die Modellierung eines konkreten Netzes. Als erstes hat sich Glomb mit Siemens-Kollegen in Wien ein Smart Grid vorgenommen, das 2013 im österreichischen Eberstalzell in Betrieb gehen wird. Es wird 150 bis 200 Anschlusspunkte haben, bis zu 70 Photovoltaikanlagen und ebenso viele Elektrofahrzeuge. Die Simulation ist aber so aufgebaut, dass sich auch größere Szenarien mit einigen tausend Anschlusspunkten nachbilden lassen.

In Wildpoldsried im Allgäu ist die Energiezukunft schon Gegenwart. Dieser Ort erzeugt über Photovoltaik-, Wind- und Biomasse-Anlagen mehr als dreimal so viel Strom, wie er selbst benötigt. Im Projekt IRENE untersuchen die Allgäuer Überlandwerke (AÜW) und Siemens, wie man die hohe Einspeisung regenerativen Stroms mit einem Smart Grid beherrschen kann (Link auf http://www.siemens.com/innovation/apps/pof_microsite/_pof-spring-2012/_html_de/smart-grids.html ). So fordert Michael Fiedeldey, Bereichsleiter Technik der AÜW, dass für eine erfolgreiche Energiewende die Stromnetze intelligenter werden müssten: „Intelligenz statt Kupfer“ – das spare Kosten für neue Leitungen und erschließe obendrein seinem Unternehmen ganz neue Dienstleistungen und Wertschöpfungsketten.

Herz des Feldversuchs ist ein intelligentes Software-System der Siemens-Forscher. Dieses Energieautomatisierungssystem mit dem Namen SoEasy schafft einen virtuellen Markt, auf dem die Besitzer von Biogas- oder Photovoltaikanlagen ihren Strom an den Abnehmer – in diesem Fall die AÜW – verkaufen können. Im IRENE-Projekt liegt der Fokus auf der Netzintegration dezentraler Stromerzeugung sowie von Elektrofahrzeugen: Hier optimiert das System über seine Marktmechanismen die Bewirtschaftung der eingebundenen Strom-, Wärme- und Gasspeicher. Das Ziel: Belastungsspitzen oder Überlastsituationen im Verteilnetz vermeiden.

SoEasy arbeitet mit sogenannten Software-Agenten, die automatisch Strommengen und Preise aushandeln. Folgende Agenten gibt es:
Personal Energy Agent (PEA): Jede Anlage im Smart Grid – ob Erzeuger oder Verbraucher – hat so eine kleine Box. Sie enthält einen Rechner mit Schnittstellen zur Anlage sowie zum Internet. Über einen PC kann der Besitzer vorgeben, wann und wie viel Strom er verkaufen möchte und welche minimalen Preise er akzeptiert. Alle 15 Minuten – auch andere Zeitintervalle sind einstellbar – verhandelt der PEA die Mengen und Preise mit dem
Balance Master: Dieser Software-Agent beim Energielieferanten entscheidet, welche Angebote der PEAs er annimmt, um die Nachfrage im Netz zu decken. Details über den technischen Betrieb und die Preisstrategie der an den PEAs angeschlossenen Anlagen erhält der Balance Master nicht – diese Informationen bleiben also in der Hand der Betreiber der Anlagen. Die Planung erfolgt in der Regel für 24 Stunden im Voraus, auch kürzere Intervalle für die Teilnahme am Intraday-Markt sind möglich.
Area Administrator: Er sorgt beim Netzbetreiber dafür, dass das Netz stabil bleibt. Die Software greift erst ein, wenn Spannungsgrenzen überschritten werden, etwa wenn zu viele Solarmodule einspeisen. Dann steuert der Agent die Einspeisung von Anlagen durch Anweisungen an deren PEAs oder ändert das Übersetzungsverhältnis eines steuerbaren Ortsnetztrafos, wie er in Wildpoldsried erstmals eingesetzt wird.
Network Transport Agent (NTA): Dieser Software-Agent ist das „Auge“. Er sammelt Messdaten von Anlagen, Stromzählern und Netz und visualisiert diese Informationen in der Leitwarte des Netzbetreibers. Der NTA liefert seine Informationen an Area Administrator und Balance Master, die damit entscheiden, ob sie eingreifen müssen beziehungsweise welche Stromverträge das Netz noch verkraftet.
Energy Police: Dieser Agent wacht darüber, dass alle Absprachen eingehalten werden, etwa dass kein Strom illegal abgezapft wird und dass die Anlagenbetreiber den Strom liefern, den ihre PEAs zugesagt haben.

„Im IRENE-Projekt handeln die Software-Agenten nicht mit echtem Geld“, erklärt CT-Forscher Dr. Michael Metzger, der das System maßgeblich mit entwickelt hat, aber er prognostiziert: „SoEasy ist technisch in der Lage, Hundert- tausende von Anlagen einzubinden, und es könnte künftig auch in den Handel an realen Strommärkten integriert werden.“

Zusammen mit den Kollegen aus der Division Smart Grid ist Metzger momentan dabei, die Funktionen und Komponenten des Feldversuchs in das Produktportfolio von Siemens zu integrieren. So werden etwa Komponenten aus IRENE auch in anderen Referenzprojekten eingesetzt, etwa auf der dänischen Insel Bornholm. Aber auch umgekehrt fließt Technologie aus weiteren CT-Projekten ein. Beispielsweise liefert das Projekt Modellregion Harz wichtige Module, um Kommunikationsprotokolle einzubinden und automatisch umzusetzen.

Im Harz wird von CT-Forschern unter anderem ein Gerät namens Power Bridge getestet, um diverse fremdbetriebene dezentrale Stromerzeuger und -verbraucher wie Schwimmbäder, Blockheizkraftwerke oder Brennstoffzellen ans Smart Grid anzuschließen. Die kleine Box dient als Kommunikationsschnittstelle. Das Gerät hängt dort, wo die Anlage des Betreibers ihren Strom ins Netz einspeist, aber auch wo steuerbare Speicher oder Lasten zur Verfügung stehen. Die Anmeldung dieser Anlagen am Smart Grid erfolgt automatisch. „Wir haben uns angeschaut, wie das die Internetanbieter mit ihren selbstkonfigurierenden DSL-Boxen machen“, sagt Jörg Heuer, Leiter der Forschungsgruppe Embedded Networks.

Das Kästchen hat zwei Schnittstellen, eine zum Stromerzeuger/-verbraucher und eine ins öffentliche Netz. Der Anlagenbetreiber meldet der Power Bridge, wie viel Flexibilität in der Stromerzeugung oder Stromabnahme er zur Verfügung stellen will. Diese Daten übermittelt das Gerät in einem für alle Anlagen einheitlichen Datenmodell an eine Zentrale, die wiederum an die Power Bridge meldet, welche Flexibilität sie in Anspruch nimmt. Wie der Anlagenbetreiber diese Vorgabe umsetzt, weiß das Gerät nicht, es kennt weder die genauen Betriebsdetails – etwa die Messdaten der Anlage – noch die Kostenkalkulation des Betreibers. Es greift auch nicht direkt in die Steuerung ein, es dient vielmehr als Gateway, das die Betriebsdetails und die Betriebssicherheit für den Betreiber schützt, ihm aber dennoch die Möglichkeit bietet, seine Angebote zu vermarkten.