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FP7

DREAM — Ergebnis in Kürze

Project ID: 609359
Gefördert unter: FP7-ENERGY
Land: Frankreich
Bereich: Industrie

Ein heterarchischer Managementansatz für intelligentere Energienetze

Stromnetze werden immer komplexer, dies unter anderem auch, weil Verteilernetzbetreiber (distribution system operators, DSOs) bei ihren Managementstrategien die Integrierung erneuerbarer Energien berücksichtigen müssen. Das DREAM-Projekt zielte darauf ab, diesen Betreibern das Leben mit einem heterarchischen Managementansatz einfacher zu machen.
Ein heterarchischer Managementansatz für intelligentere Energienetze
Die DREAM-Zielsetzung bestand aus zwei Aspekten: eine stabile und kosteneffektive Integrierung dezentraler erneuerbarer Energiequellen in bestehende Netze und eine höhere Miteinbeziehung von Endverbrauchern, die willens sind, ihren Energieverbrauch aus einer ökonomischen und ökologischen Sichtweise heraus zu rationalisieren. All dies sollte im Zuge eines nahtlosen Übergangsprozesses zu den geringstmöglichen Kosten ablaufen.

Um dieses ehrgeizige Ziel zu erreichen, entschied sich das Konsortium für einen „heterarchischen“ Managementansatz, der, so die Hoffnung, für Verteilernetzbetreiber ansprechend sein wird. In einem solchen System ermöglichen mit einer größeren Steuerzentrale verbundene fortschrittliche Fernendgeräte (advanced Remote Terminal Units, aRTUs) lokale Entscheidungen, die folglich mehr Flexibilität bezüglich der Spannungsregulierung, bezüglich eines optimalen Stromflusses oder bezüglich der Rekonfiguration usw. bieten.

Wie Raphael Caire, Koordinator des Projekts und Associate Professor am Grenoble Institute of Technology, erklärt, sprechen drei zentrale Argumente für die Verwendung eines heterarchischen Ansatzes. Durch die Bündelung lokaler Anforderungen wird eine globale Netzoptimierung ermöglicht; es wird eine automatisierte Energiespeisung erreicht, die bei geringeren Kosten näher an der Rohstoffquelle stattfindet; außerdem können Betreiber dezentraler Energiesysteme die sehr hohen Kosten für Verteilungsmanagementsysteme einsparen, bei denen ein Zentralserver für alle Flexibilitäten, die auf lokaler Ebene erforderlich sind, Rechnung tragen muss.

„Das Projekt bestand aus zwei zentralen Bestandteilen“, erklärt Caire. Zum einen sollte ein Framework für das Management des Verteilungsnetzes mit Lösungen geschaffen werden, die von einer Day-Ahead- bis zu einer Echtzeit-Regulierung im Notfall reichen. Zum anderen sollte die erforderliche Hardware (der aRTUs) mit einer integrierten virtuellen Maschine hergestellt werden, mit der ein Teil dieses Frameworks ausgeführt werden kann.“

In drei Jahren intensiver Arbeit testete das Konsortium unterschiedliche Lösungen an fünf verschiedenen Versuchsstandorten, so im Labor (in den Niederlanden und in Frankreich), an einem Verteilernetzbetreiber mit einem Verbraucher (der Flughafen Malpensa) und an Verteilernetzbetreibern mit 800 000 Verbrauchern in Frankreich bzw. 8 Millionen Verbrauchern in Griechenland.

„Es wurden verschiedene Szenarien wie unter anderem das Engpassmanagement, die Abschwächung des Spannungsprofils und eine selbstheilende automatische Wiederherstellung nach einem Fehler getestet und inwiefern diese miteinander in Wechselwirkung stehen“, sagt Caire. „Diese Tests haben uns gezeigt, dass die Entscheidung für eine dezentrale Software zwischen den aRTUs richtig war. Dies hilft uns letztlich dabei, über die Eingabe von Anfragen bezüglich Niederspannung und Überstrom (mit welchem Verbrauch oder welcher Energieerzeugung die dezentralen Energiequellen rechnen) an das primäre Umspannwerk, das Energie- und Kapazitätsangebot zu validieren.“

Das hieraus resultierende System ist für eine „Plug-and-Play“-Verwendung konzipiert, um die Entwicklungszeit für die Verteilernetzbetreiber auf ein Minimum zu beschränken, damit, so die Hoffnung von Caire, die Verteilernetzbetreiber davon überzeugt werden, sich für das DREAM-System zu entscheiden.

„Wir müssen es schaffen, traditionelle Verteilernetzbetreiber, die ein fester Bestandteil der Kultur der zentralen Systeme sind, zu überzeugen und ihre Bedenken in Bezug auf die Cybersicherheit erheblich mindern. Aus ihrer Sicht ist es schwieriger, eine dezentrale Architektur zu schützen, als eine zentrale Architektur. In Wahrheit jedoch, ist die automatisierte Einspeisung im Vergleich zu dem DMS/SCADA-Ansatz robuster, da die zentrale Stelle eine weniger kritische Bedeutung hat. Bei einem DMS/SCADA gefährdet ein Ausfall der Steuerzentrale das gesamte System. Ein dezentraler Ansatz hingegen bietet mehr Robustheit für das gesamte System. Die Cybersicherheit ist selbstverständlich immer ein Thema, es gibt jedoch Lösungen und die Forschung am Schutz der kritischen Infrastruktur befindet sich erst in der Frühphase.“

Mit Abschluss des Projekts wird sich das Konsortium jetzt auf die Feineinstellung des Systems fokussieren, bevor mit der Wissensvermittlung und Tests in einem größeren Maßstab fortgefahren wird.

Schlüsselwörter

DREAM, Energienetz, Elektrizität, heterarchisch, DSO, Netz
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